Proteção do transformador e de controle RET615 Guia do ... · PDF fileGuia do Produto. Conteúdo 1 ... incluindo bloqueamento do transformador de geradores em sistemas de distribuição

Relion® 615 series

Proteção do transformador e de controleRET615Guia do Produto

Conteúdo

1. Descrição.......................................................................3

2. Configurações padrão....................................................3

3. Funções de proteção.....................................................7

4. Aplicação.....................................................................14

5. Soluções da ABB suportadas.......................................16

6. Controle.......................................................................18

7. Medidas.......................................................................18

8. Registrador de perturbações........................................18

9. Registro de eventos......................................................18

10. Dados registrados.......................................................18

11. Monitoramento da condição do disjuntor....................19

12. Supervisão do circuito de disparo...............................19

13. Auto supervisão..........................................................19

14. Controle de acesso.....................................................19

15. Entradas e saídas........................................................19

16. Comunicação..............................................................21

17. Dados técnicos...........................................................24

18. IHM Local....................................................................48

19. Métodos de montagem...............................................49

20. Caixa e unidade plug-in do IED...................................50

21. Informações para seleção e aquisição.........................50

22. Acessórios e informações para pedidos......................54

23. Ferramentas................................................................54

24. Diagramas terminais....................................................58

25. Referências.................................................................60

26. Funções, códigos e símbolos......................................61

27. Documento com o histórico de revisões......................63

Aviso Legal

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Marca Registrada

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Proteção do transformador e de controle 1MRS757780 ARET615 Versão de produto: 3.0

2 ABB

1. DescriçãoRET615 é uma proteção e controle detransformadores dedicada IED (intelligentelectronic device) para transformadores deenergia, unidade e transformadores de reforçoincluindo bloqueamento do transformador degeradores em sistemas de distribuição de energiaem instalações e indústria. RET615 é um membro

da família de produtos ABB Relion® e parte dasérie 615 de produtos de proteção e controle. OsIEDs da série 615 são caracterizados pelo seuprojeto de unidade sólido e retirável.

A reformulação a partir do zero, a série 615 foiprojetada para desencadear o potencial completodo padrão IEC 61850 para comunicação einterporabilidade entre dispositivos de automaçãode subestação. Visto que a configuração padrãode IED foi dada aos ajustes específicos deaplicação, esta pode ser diretamente emcirculação.

A série do IED auxilia uma série de protocolos decomunicação incluindo IEC 61850 com

mensagem GOOSE, IEC 60870-5-103, Modbus®

e DNP3.

2. Configurações padrãoRET615 está disponível em oito configuraçõesalternativas padrão. A configuração de sinalpadrão pode ser alterado por meio de matriz desinal gráfico ou funcionalidade de aplicaçãográfica opcional de PCM600 de gerenciador deIED de Controle e Proteção. Além disso, afuncionalidade de configuração de aplicação dePCM600 suporta a criação de funções lógicas demulticamadas utilizando diversos elementoslógicos, incluindo temporizadores e multivibradorbiestável. By combining protection functions withlogic function blocks the IED configuration can beadapted to user specific application requirements.

Tabela 1. Configurações padrão

Descrição Config.padrão

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita numericamente para o lado de alta tensão (HV), entradas RTD/mAopcionais

A

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita numericamente para o lado de baixa tensão (LV), entradas RTD/mAopcionais

B

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de alta tensão (HV),entradas RTD/mA opcionais

C

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de baixa tensão (LV),entradas RTD/mA opcionais

D

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita numericamente para o lado de alta tensão (HV), funções de mediçãoe proteção com base na tensão de fase

E

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita numericamente para o lado de baixa tensão (LV), funções demedição e proteção com base na tensão de fase

F

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de alta tensão (HV),funções de medição e proteção com base na tensão de fase

G

Proteção diferencial de transformador trifásico para transformadores de dois enrolamentos, proteçãode falha de aterramento restrita com base em alta impedância para o lado de baixa tensão (LV),funções de medição e proteção com base na tensão de fase

H

Proteção do transformador e de controle 1MRS757780 ARET615 Versão de produto: 3.0 Emitido em: 2013-01-31

Revisão: A

ABB 3

Tabela 2. Funções suportadas

Funcionalidade A B C D E F G H

Proteção1)

Proteção diferencial instantânea e estabilizadapara transformadores de 2 enrolamentos

Proteção Multiuso, instância 12) o o o o - - - -

Proteção multiuso, instância 22) o o o o - - - -

Proteção multiuso, instância 32) o o o o - - - -

Disparo Mestre, instância 1

Disparo Mestre, instância 2

Proteção do lado HV

Impedância numérica estabilizada baixarestrita à proteção de falha de terra - - - - - -

Proteção de falha à terra restrita baseada emalta impedância - - - - - -

Proteção contra sobretensão não direcionaltrifásica, baixo estágio, instância 1

Proteção contra sobrecorrente não direcionaltrifásica, alto estágio, instância 1

Proteção contra sobrecorrente não direcionaltrifásica, estágio instantâneo, instância 1

Proteção contra falha à terra não direcional,baixo estágio, instância 1 3) - 4) - 3) - 4) -

Proteção contra falha à terra não direcional,alto estágio, instância 1 3) - 4) - 3) - 4) -

Proteção contra sobrecorrente de sequêncianegativa, instância 1

Proteção contra sobretensão residual,instância 15) - - - -

Proteção contra sobretensão residual,instância 25) - - - -

Proteção contra subtensão trifásica, instância 1 - - - -

Proteção contra subtensão trifásica, instância 2 - - - -

Proteção contra sobretensão trifásica,instância 1 - - - -

Proteção contra sobretensão trifásica,instância 2 - - - -

Proteção de sobrecarga térmica trifásica paratransformadores de potência, duas constantesde tempo

Proteção de falha de disjuntor4)


4 ABB

Tabela 2. Funções suportadas, continuação


Proteção do lado LV

Impedância numérica estabilizada baixarestrita à proteção de falha de terra - 6) - - - 6) - -

Proteção de falha à terra restrita baseada emalta impedância - - - 7) - - - 7)

Proteção contra sobretensão não direcionaltrifásica, baixo estágio, instância 2

Proteção contra sobrecorrente não direcionaltrifásica, alto estágio, instâncias 2

Proteção contra sobrecorrente não direcionaltrifásica, estágio instantâneo, instância 2

Proteção contra falha à terra não direcional,baixo estágio, instância 2 - 8) - 9) - 8) - 9)

Proteção contra falha à terra não direcional,alto estágio, instância 2 - 8) - 9) - 8) - 9)

Proteção contra sobrecorrente de sequêncianegativa, instância 2

Proteção contra arco, instância 110) o o o o o o o o



Controle

Indicação da posição do interruptor, instância 1

Indicação da posição do interruptor, instância 2

Indicação de posição de desconector, instância3

Indicação de chave de aterramento

Indicação de posição do comutador de tap

Controle do disjuntor (lado HV)

Monitoramento de condição

Monitoramento de condições do disjuntor

Supervisão do circuito de disparo, instância 1

Supervisão do circuito de disparo, instância 2

Supervisão de falha de fusível - - - -

Contador do tempo de execução paramáquinas e dispositivos.

Medições

Oscilografia

Medição RTD/mA o o o o - - - -


ABB 5



Medição do lado HV

Medição da corrente trifásica, instância 1

Medição de corrente de sequência

Medição da corrente residual, instância 1 - - - -

Medição de tensão trifásica - - - -

Medição de tensão residual - - - -

Medição de sequência de tensão - - - -

Medição da energia e potência trifásica,incluindo fator de potência - - - -

Medição do lado LV

Medição de corrente trifásica, instância 2

Medição da corrente residual, instância 2 - - - - = incluído, o = opcional no tempo de solicitação1) As instâncias de uma função de proteção representa o número de blocos idênticos de função de proteção disponíveis em uma configuração padrão.

Pelos ajustes específicos da aplicação de uma instância, um estágio de proteção pode ser estabelecido.2) A proteção multiuso é utilizada, por exemplo, em proteções relacionadas a RTD/mA3) Io selecionável pelo parâmetro, e o valor padrão é o Io medido.4) O Io calculado é sempre utilizado5) Uo selecionável por um parâmetro, Uo medido como padrão.6) IoB medido e 3IB são sempre usados7) IoB medido é sempre usado8) IoB selecionável pelo parâmetro, IoB medido como padrão.9) O IoB calculado é sempre utilizado10) IoB calculado e 3IB são sempre usados


6 ABB

3. Funções de proteçãoO IED oferece proteção diferencial detransformador com estágio estabilizado deinclinações múltiplas (polarizado) e trifásico e umestágio instantâneo para fornecer proteção rápidae seletiva para curto-circuito fase à fase, defeitonas espiras de rolamento e proteção contradescargas disruptivas das buchas. Além daretenção da segunda harmônica um algoritmo debloqueamento baseado na forma de ondagarante a estabilidade em uma energização dotransformados e uma quinta função de contençãoharmônica garante boa estabilidade da proteçãosobre excitação moderada dos transformadoresde potência. A proteção restrita e sensível dafalha à terra (REF) completa a proteção diferencialgeral oferecendo detecção de até falhas de fase-à-terra perto do ponto de aterramento neutro dotransformador. Tanto o esquema convencional dealta impedância ou um esquema numérico debaixa impedância pode ser selecionado paraproteger contra enrolamentos do transformador.Quando a proteção REF de baixa impedância éusada e nem resistores estabilizadores nemvaristores são necessários e como um benefícioadicional a proporção de transformação daligação dos CTs de aterramento neutro detransformadores de corrente podem diferirdaquelas dos transformadores corrente de fase.Devido ao seu carácter de proteção da unidade eseletividade absoluta, o REF não precisa de serclassificado pelo tempo com outros esquemas deproteção e, portanto, eliminação de falha de altavelocidade pode ser alcançada.

O IED também incorpora uma função de proteçãode sobrecarga térmica, a qual supervisiona oestresse térmico das sinuosidades dotransformador para prevenir envelhecimentoprematuro do isolamento dos enrolamentos.Múltiplos estágios de backup de proteção decurto-circuito, sobre corrente de fase, sequênciade fase negativa e falha na terra estão disponíveisseparadamente para ambos os lados dotransformador de potência. Proteção de falha naterra com base na medida ou cálculo da tensãoresidual também está disponível Dependendo daconfiguração-padrão escolhida, o IED tambémapresenta três fases de proteção de sobretensão,três fases de proteção contra subtensão eproteção contra sobretensão residual. Ademais, oIED também oferece proteção contra falhas dosdisjuntores.

Melhorada com hardware e software opcional, oIED também apresenta três canais de detecçãode luz para a proteção contra o arco do disjuntor,compartimento do cabo e barramento demecanismos de ligação internos revestidos demetal.

A interface do sensor de proteção contra falha doarco está disponível no módulo de comunicaçãoopcional. Disparo rápido aumenta a segurançados colaboradores e limita os danos demecanismos de ligação e devem ocorrer umafalha no arco.


ABB 7

Opcional

(CONF A PADRÃO)

GUID-987FF881-286F-44E3-A24B-4A3C2A137C26 V2 PT

Figura 1. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão A

Opcional

(CONF B PADRÃO)

GUID-E197B2BA-0E91-413E-9462-7E2FEE2D320F V2 PT

Figura 2. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão B


8 ABB

(CONF C PADRÃOOpcional

)

GUID-A68F1E1E-49FA-4B6C-9F18-1099F998F9EE V2 PT

Figura 3. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão C

Opcional

(CONF D PADRÃO)

GUID-B23D25EF-1130-4D27-8E46-1F3ADD5851EB V2 PT

Figura 4. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão D


ABB 9

Opcional

(CONF E PADRÃO)

GUID-E97CBFCA-ED41-41FC-829F-F985B5E1EEAE V1 PT

Figura 5. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão E


10 ABB

(CONF F PADRÃO)

Opcional

GUID-11D1A6F8-56EC-493B-8FCB-E8CF85A8EC43 V1 PT

Figura 6. Visão geral da função de proteção da configuração-padrão F


ABB 11

(CONF G PADRÃO)Opcional

GUID-4FA574C4-CC3B-4ED7-BB3B-3FAC6B013360 V1 PT

Figura 7. Resumo da função de proteção da pré-configuração G


12 ABB

(CONF H PADRÃO)

Opcional

GUID-65E42643-971A-42E7-B083-DC461276A779 V1 PT

Figura 8. Resumo da função de proteção da pré-configuração H


ABB 13

4. AplicaçãoRET615 fornece proteção principal para doisenrolamentos de transformadores de potência egerador de bloqueio de energia do transformador.A partir de agora, há oito configurações-padrãoque oferecem funções de proteção abrangentespara a detecção e eliminação de condições deperturbação operacionais e falhas detransformadores de potência.

As configurações-padrão A, C, E e G destinam-sea transformadores de potência com neutros dolado HV ligados à terra. As configurações A e Eoferecem baixa proteção à impedância REFenquanto as configurações C e G oferecem altaproteção à impedância REF. As configurações B,D, F e H são adequadas para neutro de lado LVsolidamente ligado à terra ou lado LV com umresistor de aterramento neutro. As configuraçõesB, D, F e H também são adequadas paraaplicações incluindo um transformador deaterramento separado localizado dentro da áreade proteção. As configurações A, B, E e Ftambém podem ser usadas para aplicações nasquais a razão de espiras do CT do circuito deaterramento neutro difere da razão de espiras dosCTs de linha. As configurações C, D, G e Hrequerem que as razões de espiras dos CTssejam iguais.

As configurações-padrão E, F e H incluemfunções de proteção e medição de tensão defase, que oferecem proteção contra sobretensão

e subtensão de transformados de potência dedois estágios e/ou supervisão.

O módulo RTD/mA opcional oferecido para asconfigurações-padrão A-D permite a medição deaté oito sinais analógicos por meio de seisentradas RTD e duas entradas mA utilizandotransdutor. As entradas RTD e mA podem serusadas para medir a temperatura do óleo nofundo e no topo do transformador Além disso, asentradas de RTD/mA podem ser utilizadas paramedição da temperatura do ar do ambiente. Asentradas RTD também oferecem proteçãotérmica de transformadores de potência a secoequipados com sensores de temperatura Pt-100.A medição de temperatura ao longo das entradasRTD/mA estende a função da proteção àsobrecarga térmica trifásica do IED. Ademais,uma das entradas RTD pode também serutilizada como uma entrada de resistência diretade medição para informação de posição deseguimento de um comutador em carga. Demaneira alternativa, a indicação da posição docomutador em carga pode ser obtida através dotransdutor mA. Os valores de temperaturasanalógicas ou de posição do comutador emcarga podem, se necessário, ser enviados paraoutros IEDs utilizando mensagem GOOSEhorizontal analógica. Os valores análogos podemtambém, vice-versa, ser recebidos a partir deoutros IEDs sobre o barramento da estação,melhorando, assim, a extensão de informaçõesrelevantes.


14 ABB

GUID-AB31C909-F38E-4885-AFEE-E2EEE3675263 V2 PT

Figura 9. Proteção principal de um transformador de potência Yyn(d) conectado e controle do disjuntor de ladoHV usando um RET615 com a configuração-padrão D. Proteção E/F restrita com um esquema de altaimpedância é aplicada ao lado LV do transformador. Um REF615 com a configuração-padrão C é usadocomo proteção de backup redundante no lado HV. Além disso, um RF615 com a configuração-padrão Fé usado no lado LV para oferecer, além da proteção de backup O/C e E/F, proteção à sobretensão esubtensão de barramento. Ademais, o REF615 com a configuração-padrão F permite controle local/remoto do disjuntor no lado LV. As entradas RTD do RET615 são utilizadas para monitorar atemperatura do óleo do transformador. Além disso, as entradas mA são utilizadas para medição dosvalores de posição do comutador.


ABB 15

5. Soluções da ABB suportadasOs IEDs de proteção e controle da série 615 daABB juntamente com o dispositivo de automaçãoda estação COM600, constituem uma autênticasolução IEC 61850 para uma distribuição deenergia confiável em concessionárias e sistemasindustriais de energia. Para facilitar e agilizar osistema de engenharia, os IEDs da ABB sãofornecidos com pacotes de conectividadecontendo uma compilação de software einformações específicas do IED, incluindomodelos de diagrama unifilar, um modelo dedados completo do IED incluindo listas deeventos e parâmetros. Ao utilizar os pacotes deconectividade, os IEDs podem ser facilmenteconfigurados através o gerenciador de IEDs deproteção e controle PCM600 e integrado com odispositivo de automação da estação COM600ou o sistema de gerenciamento e controle derede MicroSCADA Pro.

Os IEDs da série 615 oferecem suporte nativopara a norma IEC 61850, incluindo mensagenshorizontais GOOSE binárias e analógicas.Comparado com a troca de sinais entredispositivos com a fiação tradicional, acomunicação ponto à ponto em uma LANEthernet oferece uma plataforma avançada eversátil para a proteção dos sistemas depotência. A rápida comunicação baseada emsoftware, a supervisão contínua da integridade dosistema de proteção e comunicação e umaflexibilidade inerente para reconfiguração eatualizações estão entre as característicasdistintas da abordagem do sistema de proteçãogarantidas pela completa implementação danorma de automação de subestações IEC 61850

No nível de subestação, a COM600 utiliza oconteúdo de dados do nível de bay dos IEDs para

oferecer uma funcionalidade no nível desubestação A COM600 possui uma IHM combase em navegador web, fornecendo um displaygráfico customizado para a visualização dosdiagramas mímicos unifilares para soluções empainíes. A função SLD é especialmente útilquando IEDs da série 615 sem a característicaopcional de diagrama unifilar são utilizados. Alémdisso, a IHM Web da COM600 oferece uma visãogeral de toda a subestação, incluindo diagramasunifilares específicos dos IEDs, permitindo assimuma acessibilidade conveniente de informações.Para melhorar a segurança pessoal, a IHM Webtambém autoriza o acesso remoto aos processose dispositivos da subestação. Além disso, aCOM600 pode ser utilizada como um armazémde dados locais para documentação técnica dasubestação e para os dados da rede coletadospelos IEDs. Os dados coletados da rede facilitamo descrições e análises extensas das situaçõesde falha na rede utilizando o histórico de dados eeventos manuseando as características daCOM600. O histórico de dados pode ser utilizadopara o monitoramento preciso do desempenhode processos, pelo acompanhando de cálculosde desempenho dos equipamento e processoscom valores de histórico e de tempo real. Umamelhor compreensão do comportamento doprocesso reunindo as medições com base detempo do processo com os eventos de produçãoe manutenção auxilia o usuário na compreensãoda dinâmica do processo.

A COM600 também possui a funcionalidade de"gateway", fornecendo uma suave conexão entreos IEDs da subestação e sistemas de controle egerenciamento da rede, tal como MicroSCADAPro e o Sistema 800xA.

Tabela 3. Soluções da ABB suportadas

Produto Versão

Automação de Estações COM600 3.3 ou posterior

MicroSCADA Pro 9.2 SP1 ou posterior

Sistema 800xA 5.0 Service Pack 2


16 ABB

IEC 61850

IEC 60870-5-104

COM600Web HMI

ABBMicroSCADA

PCM600

REF615 REU615RED615 RET615RET615REF615REU615 RED615

COM600

IEC 61850

COM600Web HMI

PCM600

COM600

Sinal de transferênciabinário

Comunicação diferêncialde linha

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Comunicação GOOSE analógica e horizontal binária

Dispositivo EthernetDispositivo Ethernet

GUID-66EB52A0-21A1-4D1F-A1EF-61060B371384 V2 PT

Figura 10. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma concessionária, utilizando IEDs da série 615,o dispositivo de automação de estação COM600 e o MicroSCADA Pro

COM600

PCM600 PCM600

REM615REF615REU615 RET615 RED615 RET615RED615 REM615 REF615 REU615

OPC

COM600Web HMI

COM600Web HMI

COM600

IEC 61850IEC 61850

SistemaABB 800xA

Comunicaçãodiferêncial de

linha

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

Transferênciade sinal binário

Comunicação GOOSE horizontal analógica e binária

Interruptor Ethernet

GUID-6984D893-45D5-427A-BABF-F1E1015C18E2 V2 PT

Figura 11. Exemplo de uma rede de distribuição de energia de uma indústria, utilizando IEDs da série 615, odispositivo de automação de estação COM600 e o 800xA


ABB 17

6. ControleO IED oferece controle de um disjuntor combotões dedicados para a abertura e ofechamento do disjuntor. Além disso, o LCDgráfico opcional da IHM do IED, inclui umdiagrama unifilar com indicação de posição parao disjuntor relevante. Os sistemas deintertravamento exigidos pela aplicação sãoconfiguradas utilizando a matriz de sinal ou aferramenta de configuração da aplicação doPCM600.

7. MedidasO IED mede constantemente o lado de altavoltagem (HV) e o lado de menor voltagem (LV)das correntes e correntes neutras dotransformador protegido. Além disso, o IEDcalcula os componentes sistêmicos das correntese tensões, valores de demanda da correntemáxima sobre uma estrutura de tempo pré-ajustado selecionável pelo usuário, a energia ativae reativa, o fator de energia e os valores deenergia ativa e reativa. Os valores calculadostambém são obtidos da proteção e condição dasfunções de monitoramento do IED. Dependendoda configuração-padrão, o IED também mede astensões de fase, a tensão residual e oscomponentes de sequência da tensão.

Para a configuração-padrão A, B, C e D asentradas RTD/mA são oferecidas como umaopção. Por meio do módulo opcional de RTD/mA,o IED pode medir até oito sinais analógicos, bemcomo a temperatura, pressão e valores deposição do comutador de derivação por meio deseis entradas de RTD ou duas entradas deutilizando os transdutores.

Os valores medidos são acessados localmenteatravés da interface do usuário no painel frontaldo IED ou remotamente através da interface decomunicação do IED. Os valores também sãoacessados local ou remotamente utilizando ainterface do usuário baseado no web-browser.

8. Registrador de perturbaçõesO IED possui um registrador de perturbações queapresenta até 12 canais para sinais analógicos e64 binários. Os canais analógicos podem serconfigurados para gravar tanto a forma de ondacomo a tendência das correntes e tensõesmedidas.

Os canais analógicos podem ser configuradospara disparar a função de gravação quando ovalor medido cair abaixo ou ultrapassar os valoresestabelecidos. Os canais para sinais bináriospodem ser configurados para iniciar umagravação na borda de subida ou de descida dosinal binário, ou em ambas.

Por padrão, os canais binários são configuradospara gravar sinais externos ou internos do IED,por exemplo, os sinais de início ou disparo dosestágios do IED, ou sinais externos de bloqueioou controle. A gravação pode ser configuradapara disparo por sinais bináros do IED, tais comoum sinal de início ou atuação da proteção, ou porum sinal de controle externo em uma entradabinária do IED. As informações gravadas sãoarmazenadas em uma memória não-volátil epodem ser descarregadas para análise posteriorde falhas.

9. Registro de eventosPara coletar invormações de sequência deeventos, (SoE), o IED incorpora uma memória não-volátil com capacidade para armazenamento de512 eventos com estampa de tempo associada.A memória não volátil também retém os dadoscaso o IED perca temporariamente a alimentaçãoauxiliar. O registro de eventos facilita as análisesdetalhadas de pré e pós-falta e dos distúrbios. Oaumento da capacidade de processamento earmazenamento de dados e eventos no IEDoferece pré-requisitos para suportar a crescentedemanda por informações de futurasconfigurações de rede.

As informações de SoE podem ser acessadaslocalmente pela interface de usuário no painelfrontal do IED, ou remotamente através dainterface de comunicação do IED. As informaçõespodem ainda ser acessadas, seja local ouremotamente, usando a interface de usuário emnavegador web.

10. Dados registradosO IED tem a capacidade de armazenar osregistros dos últimos 32 eventos de falta. Osregistros permitem ao usuário analisar os eventosdo sistema de potência. Cada registro incluivalores de corrente, tensão e ângulo, estampa detempo, etc. O registro da falta pode serdisparado pelo sinal de partida ou sinal de trip de


18 ABB

uma função de proteção, ou por ambos. Osmodos de medição disponíveis incluem DFT,RMS e pico a pico. Adicionalmente, a máximademanda de corrente é gravada separadamentecom sua estampa de tempo. Por padrão, osregistros são armazenados em uma memória não-volátil.

11. Monitoramento da condição do disjuntorAs funções de monitoramento da condição dodisjuntor do IED monitoram constantemente odesempenho e a condição do disjuntor. Omonitoramento compreende o tempo de carga damola, a pressão do gás SF6, o tempo demanobra e o tempo de inatividade do disjuntor.

As funções de monitoramento disponibilizam osdados operacionais do histórico do disjuntor, quepode ser usado para programação damanutenção preventiva do disjuntor.

12. Supervisão do circuito de disparoA supervisão do circuito de disparo monitoracontinuamente a sua disponibilidade eoperabilidade. Isso proporciona ummonitoramento de circuito aberto tanto quando odisjuntor está fechado como quando está aberto.Ela também detecta a perda da tensão decontrole do disjuntor.

13. Auto supervisãoO sistema de auto-supervisão incorporado no IEDmonitora continuamente o estado do hardwaredo IED e a operação do seu software. Qualquerfalha ou mal funcionamento detectado será usadopara alertar ao operador.

Uma falha permanente do IED irá bloquear asfunções de proteção para evitar a operaçãoincorreta.

14. Controle de acessoPara proteger o IED contra acesso indevido emanter a integridade das informações, ele foi

provido com um sistema de autenticaçãobaseado em perfis com quatro níveis, comsenhas individuais programáveis peloadministrador para os níveis de leitor, operador,engenheiro e administrador. O controle de acessose aplica à interface de usuário do painel frontal,à interface de usuário em navegador web e àferramenta PCM600.

15. Entradas e saídasO IED é equipado com seis entradas de correntede fase e uma entrada de corrente neutra ou seisentradas de corrente de fase, três entradas detensão de fase e uma entrada de tensão residual.O nível classificado das entradas de corrente é1/5 A e selecionável no software IED. As entradasde tensão trifásicas e a entrada de tensãoresidual abrangem as voltagens calssificadas em60-210 V. Ambas as tensões fase a fase etensões à terra a fase podem ser conectadas.Além disso, os limiares de entrada binários 18 ...176 V DC são selecionados por ajustar asconfigurações do IED de parâmetro.

Todas as entradas binárias e contatos de saídasão livremente configuráveis utilizando a matriz desinal da função de configuração do aplicativo emPCM600.

Como uma opção para as configurações-padrãoA, B, C e D o IED oferece seis entradas de RTD eduas entradas de mA. Por meio do móduloopcional de RTD/mA, o IED pode medir até oitosinais analógicos, bem como a temperatura,pressão e valores de posição do comutador dederivação por meio de seis entradas de RTD ouduas entradas de utilizando os transdutores. Osvalores podem, além de medir e monitorar asfinalidades, ser utilizados para disparos e fins deavisos utilizando as funções de proteção multiusoopcional.

Consulte a tabela de Visão Geral de Entrada/Saída e os diagramas de terminais para obterinformações mais detalhadas sobre as entradas esaídas.


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Tabela 4. Visão geral de entrada/saída

ConfiguraçãoPadrão

Entradas Analógicas Entradas/ Saídas Binárias

CT VT Dados RTD entradas mA BI BO

A1) 7 - 62) 22) 8 (14)3) 10 (13)3)

B1) 7 - 62) 22) 8 (14)3) 10 (13)3)

C1) 7 - 62) 22) 8 (14)3) 10 (13)3)

D1) 7 - 62) 22) 8 (14)3) 10 (13)3)

E 7 54) - - 12 10

F 7 54) - - 12 10

G 7 54) - - 12 10

H 7 54) - - 12 10

1) O módulo opcional I/O e os módulos opcionais RTD/mA são exclusivos.2) Módulo RTD/mA Opcional3) Com módulo binário opcional I/O4) Uma das cincos entradas estão reservadas para aplicações futuras.


20 ABB

16. ComunicaçãoO IED suporta uma série de protocolos decomunicação, incluindo: IEC 61850, IEC

60870-5-103, Modbus® e DNP3. As informaçõesoperacionais e controles estão disponíveisatravés destes protocolos. No entanto, algumasfuncionalidades de comunicação, por exemplo,comunicação horizontal entre os IEDs, só épossível pelo protocolo de comunicação IEC61850.

A implementação de comunicação do IEC 61850suporta todas as funções de monitoramento econtrole. Além disso, parâmentros de ajustes,gravações de oscilografias e registros de faltaspodem ser acessados usando o protocolo IEC61850. Registros de oscilografia estãodisponíveis para qualquer aplicativo baseado emEthernet via FTP no formato padrão Comtrade. OIED suporta simultaneamente relatórios deeventos para a cinco clientes diferentes nobarramento de comunicação. O IED pode enviar ereceber sinais digitais a partir de outros IEDs(chamado de comunicação horizontal), utilizandoo perfil

O IED pode enviar sinais binários para outrosIEDs (chamado de comunicação horizontal)utilizando o perfil GOOSE (Evento Genérico deSubestação Orientado a Objetos) da norma IEC61850-8-1 GOOSE binário de mensagens pode,por exemplo, ser empregado para a proteção eesquemas de proteção baseados emintertravamentos. O IED cumpre os requisitos dedesempenho de GOOSE para aplicações dedisparo em subestações, conforme definido pelanorma IEC 61850. Além disso, o IED suporta oenvio e recebimento de valores analógicosutilizando mensagens GOOSE. MensagemGOOSE analógica permite a transferência rápidade valores de medição analógicos no barramentode comunicação, facilitando por exemplo, ocompartilhamento de valores de entradas RDT,tais como valores de temperatura ambiente aoutras aplicações do IED.

O IED oferece uma segunda porta Ethernetopcional para permitir a criação de uma topologiaem anel auto-recuperável. As opções de módulosde comunicação do IED, incluem tanto portasEthernet galvânicas quanto fibra óptica ecombinações. O módulo de comunicação, queinclui uma porta de fibra óptica em conector LC e

duas portas galvânicas RJ-45 é utilizado quandoo anel entre os IEDs é construído usando cabosCAT5 STP. A porta de LC pode neste caso serutilizada para ligar o IED às portas decomunicação fora do painel. O módulo decomunicação, incluindo três portas RJ-45 éutilizado quando a rede da subestação inteira ébaseada em cablagem CAT5 STP.

A solução do anel Ethernet de auto recuperaçãopermite um anel de comunicação de custoeficiente controlado por um swiitch gerenciávelcom o protocolo RSTP que será criado O switchgerenciável controla a consistência do laço,encaminha os dados e corrige o fluxo de dadosno caso de um distúrbio de comunicação. OsIEDs, na topologia em anel, atuam como switchesnão gerenciáveis, encaminhando o tráfego dedados não relacionados. A solução do anelEthernet suporta a conexão de até trinta IEDs dasérie 615. Se mais do que 30 IEDs necessitamser conectados, recomenda-se que a rede sejadividida em vários anéis com não mais de 30IEDs por anel. A solução com anel Ethernet deauto recuperação evita um ponto único de falha epreocupações, melhorando a confiabilidade dacomunicação. A solução pode ser aplicada paraos protocolos IEC 61850, Modbus e DNP3,baseados em rede Ethernet.

Todos os conectores de comunicação, exceto oconector da porta frontal, são colocados nosmódulos de comunicação opcional O IED podeser conectado aos sistemas de comunicaçãobaseados em Ethernet através do conector RJ-45(100Base-TX) ou do conector de fibra ótica LC(100Base-FX). Se for necessária a conexão a umarede serial, os terminais 10-pin RS-485 ouconector de fibras óticas ST pode ser utilizado Sea conexão a uma rede

A implementação do Modbus suporta os modosRTU. ASCII e TCP Além das funcionalidadespadrão do Modbus, o IED oferece suporte arecuperação de eventos com estampa de tempo,alteração do grupo de ajuste ativo e atualizaçãodos últimos registros de faltas. Se uma ligaçãoModbus TCP é usada, cinco clientes podem estarconectados ao mesmo tempo ao IED. Além disso,Modbus serial e Modbus TCP podem serutilizados em paralelo, e, se necessário tanto IEC61850 e Modbus podem trabalharsimultaneamente.


ABB 21

A implementação do IEC 60870-5-103 suportaconexões em paralelo do barramento serial a doisdiferentes mestres Além da funcionalidade padrãobásica, o IED suporta mudança do grupo deajuste ativo e atualização de gravações deoscilografia no formato IEC 60870-5-103 .

DNP3 suporta ambos os modos: serial e TCPpara conexão a um mestre. Além disso, amudança do grupo de configuração ativa ésuportado.

Quando o IED usa o barramento RS-485 para acomunicação serial, ambas as conexões de doise quatro fios são suportados. Resistores determinação e pull-up/down podem serconfigurados com jumpers na placa decomunicação para que resistores externos nãosejam necessários.

O IED suporta os seguintes métodos desincronização de tempo com uma resolução decarimbo de data/hora de 1 ms.

baseado em Ethernet:• SNTP (Protocolo de Tempo de Rede Simples)

Com a conexão de sincronização de tempo:• IRIG-B (Grupo de Instrumentação Entre

Variações - formato do código de tempo B)

Além disso, o IED suporta sincronização detempo através dos seguintes protocolos decomunicação em série:• Modbus• DNP3• IEC 60870-5-103

RED615 REF615 RET615 REU615 REM615

Cliente A Cliente B

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

Rede

Rede

Gerenciamento de interruptores Ethernet com suporte RSTP

GUID-AB81C355-EF5D-4658-8AE0-01DC076E519C V1 PT

Figura 12. Solução de auto-recuperação do anel Ethernet


22 ABB

Tabela 5. Interfaces e protocolos de comunicação suportados

Interfaces/Protocolos

Ethernet Serial

100BASE-TX RJ-45 100BASE-FX LC RS-232/RS-485 Fibra óptica ST

IEC 61850 - -

MODBUS RTU/ASCII - -

MODBUS TCP/IP - -

DNP3 (serial) - -

DNP3 TCP/IP - -

IEC 60870-5-103 - - = Suportado


ABB 23

17. Dados técnicos

Tabela 6. Dimensões

Descrição Valor

Largura estrutura 177 mm

caixa 164 mm

Altura estrutura 177 mm (4U)

caixa 160 mm

Profundidade 201 mm (153 + 48 mm)

Peso IED completo 4.1 kg

Unidade plug-in apenas 2.1 kg

Tabela 7. Alimentação

Descrição Tipo 1 Tipo 2

Uauxnominal 100, 110, 120, 220, 240 V CA, 50 e 60Hz

24, 30, 48, 60 V CC

48, 60, 110, 125, 220, 250 V CC

Uauxvariação 38...110% de Un (38...264 V CA) 50...120% de Un (12...72 V CC)

80...120% de Un (38,4...300 V CC)

Limiar de partida 19,2 V CC (24 V CC * 80%)

Carga de fonte de tensão auxiliarsob condição quiescente (Pq)/condição de operação

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)CA< 16,0 W (nominal)/< 21,0 W (max)

CC < 12,0 W (nominal)/< 18,0 W (max)

Ripple na tensão CC auxiliar Max de 15% do valor CC (em frequência de 100 Hz)

Tempo de interrupção máxima natensão auxiliar CC semreativação do IED

30 ms em Vnnominal

Tipo de fusível T4A/250 V


24 ABB

Tabela 8. Entradas de energização

Descrição Valor

Frequência nominal 50/60 Hz ± 5 Hz

Entradas de corrente Corrente nominal, In 1/5 A1)

Capacidade de resistênciatérmica:

• Continuamente 20 A

• Para 1 s 500 A

Resistência da correntedinâmica:

• Valor de meia-onda 1250 A

Input impedance <20 mΩ

Entradas de tensão Tensão Nominal 60...210 V AC

Capacidade de tensão:

• Contínuo 2 x Un (240 V AC)

• Para 10 s 3 x Un (360 V AC)

Carga na tensão nominal <0.05 VA

1) Correntes de fase e/ou corrente residual

Tabela 9. Entradas binárias

Descrição Valor

Faixa operacional ±20% da tensão nominal

Tensão Nominal 24...250 V DC

Drenagem de corrente 1.6...1.9 mA

Consumo de energia 31.0...570.0 mW

Tensão de limiar 18...176 V DC

Tempo de reação 3 min


ABB 25

Tabela 10. Medição RTD/mA (XRGGIO130)

Descrição Valor

Entradas RTD Sensores RTDsuportados

100 Ω de platina250 Ω de platina100 Ω de níquel120 Ω de níquel250 Ω de níquel10 Ω de cobre

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Faixa de resistênciasuportada 0...2 kΩ

Resistência deconexão máxima(medição de três fios) 25 Ω por conexão

Isolamento 2 kV (entradas para aterramento de proteção)

Tempo de resposta <4 s

Corrente de sensorde RTD/resistência Máximo de 0,33 mA rms

Precisão de operação Resistência Temperatura

± 2,0% ou ±1 Ω ±1°C10 Ω de cobre: ±2°C

entradas mA Faixa de correntesuportada 0…20 mA

Impedância deentrada de corrente 44 Ω ± 0,1%

Precisão de operação Resistência

±0,5% or ±0,01 mA

Tabela 11. Saídas de sinalização e saída IRF

Descrição Valor

Tensão Nominal 250 V AC/DC

Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 10 A

Gerar e conduzir por 0.5 s 15 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC

1 A/0.25 A/0.15 A

Carga mínima de contato 100 mA e 24 V AC/DC


26 ABB

Tabela 12. Relés de saída de potência de polo duplo com função TCS

Descrição Valor


Capacidade contínua 8 A

Fazer e transportar por 3,0 s 15 A

Fazer e levar para 0,5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC(dois contatos conectados em série)

5 A/3 A/1 A


Supervisão do circuito de disparo (TCS):

• Faixa da tensão de controle 20...250 V AC/DC

• Drenagem da corrente por meio do circuito desupervisão

~1,5 mA

• Tensão mínima sobre o contato TCS 20 V AC/DC (15...20 V)

Tabela 13. Relés de saída de potência de pólo simples

Descrição Valor


Capacidade contínua do contato 5 A

Gerar e conduzir por 3,0 s 15 A

Gerar e conduzir para 0.5 s 30 A

Capacidade de ruptura quando a constante de tempo docircuito de controle L/R<40 ms, em 48/110/220 V DC

1 A/0.25 A/0.15 A


Tabela 14. Interfaces de Ethernet da porta frontal

Interface de Ethernet Protocolo Cabo Frequência datransferência dedados

Frontal Protocolo TCP/IP

Cabo padrão Ethernet CAT 5 com conector RJ-45 10 MBits/s


ABB 27

Tabela 15. Ligação de comunicação de estação, fibra óptica

Conector Tipo de fibra1) Comprimentode onda

Distânciamáxima

Atenuação de curso permitida2)

LC Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

1300 nm 2 km <8 dB

LC SM 9/125 μm 1300 nm 2-20 km <8 dB

ST Núcleo de fibra de vidroMM 62.5/125 μm

820-900 nm 1 km <11 dB

1) (MM) Fibra multimodo, (SM) fibra monomodo2) Atenuação máxima permitida causada pelos conectores e cabos conjuntamente

Tabela 16. IRIG-B

Descrição Valor

IRIG formato de código de tempo B004, B0051)

Isolamento 500V 1 min.

Modulação Não-modulado

Nível de lógica Nível TTL

Consumo de corrente 2...4 mA

Consumo de energia 10...20 mW

1) De acordo com o padrão 200-04 IRIG

Tabela 17. Sensor de lente e fibra óptica para proteção de arco

Descrição Valor

Cabo de fibra óptica incluindo as lentes 1.5 m, 3.0 m ou 5.0 m

Faixa de temperatura de serviço normal das lentes -40...+100°C

Temperatura máxima de serviço das lentes, máx 1 h +140°C

Raio mínimo de curvatura admissível da fibra de conexão 100 mm

Tabela 18. Grau de proteção do IED de montagem embutida.

Descrição Valor

Lado frontal IP 54

Parte traseira, terminais de conexão IP 20


28 ABB

Tabela 19. Condições ambientais

Descrição Valor

Faixa de temperatura operacional -25...+55ºC (contínua)

Faixa de temperatura de serviço de tempo curto -40...+85ºC (<16h)1)2)

Umidade relativa <93%, sem condensação

Pressão atmosférica 86...106 kPa

Altitude Mais de 2000 m

Faixa de temperatura de transporte e armazenamento -40...+85ºC

1) Degradação nos desempenhos MTBF e IHM quando fora da faixa de temperatura de -25...+55ºC2) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºC

Tabela 20. Testes ambientais

Descrição Valor do Teste de tipo Referência

Teste de calor seco (umidade <50%) • 96 h em +55ºC• 16 h em +85ºC1)

IEC 60068-2-2

Teste de frio seco • 96 h em -25ºC• 16 h em -40ºC

IEC 60068-2-1

Teste do calor úmido, cíclico • 6 ciclos (12 h + 12 h) em +25°C…+55°C, umidade >93%

IEC 60068-2-30

Teste de armazenamento • 96 h em -40ºC• 96 h em +85ºC

IEC 60068-2-48

1) Para IEDs com uma interface de comunicação LC, a temperatura operacional máxima é de +70 ºCoC


ABB 29

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética

Descrição Valor de tipo de teste Referência

Teste de distúrbio de explosão 1MHz/100 kHz:

IEC 61000-4-18IEC 60255-22-1, classe IIIIEEE C37.90.1-2002

• Modo comum 2,5 kV

• Modo diferencial 2,5 kV

Teste de descarga eletrostática IEC 61000-4-2IEC 60255-22-2IEEE C37.90.3-2001

• Descarga por contato 8 kV

• Descarga aérea 15 kV

Testes de interferência defrequências de rádio

10 V (rms)f=150 kHz-80 MHz

IEC 61000-4-6IEC 60255-22-6, classe III

10 V/m (rms)f=80-2700 MHz

IEC 61000-4-3IEC 60255-22-3, classe III

10 V/mf=900 MHz

ENV 50204IEC 60255-22-3, classe III

20 V/m (rms)f=80-1000 MHz

IEEE C37.90.2-2004

Testes de rápidas perturbaçõestransitórias:

IEC 61000-4-4IEC 60255-22-4IEEE C37.90.1-2002

• Todas as portas 4 kV

Teste de imunidade a surto IEC 61000-4-5IEC 60255-22-5

• Comunicação 1 kV, linha à terra

• Outras portas 4 kV, linha à terra2 kV, linha a linha

Campo magnético de frequência depotência (50 Hz)

IEC 61000-4-8

• Contínuo• 1-3 s

300 A/m1000 A/m

Quedas de tensão e interrupções decurta duração

30%/10 ms60%/100 ms60%/1000 ms>95%/5000 ms

IEC 61000-4-11

Teste de imunidade de frequênciade potência:• Modo comum

• Modo diferencial

Entradas binárias apenas 300 V rms 150 V rms

IEC 61000-4-16IEC 60255-22-7, classe A


30 ABB

Tabela 21. Testes de compatibilidade Eletromagnética, continuação


Teste de emissão EN 55011, classe AIEC 60255-25

• Conduzido

0,15-0,50 MHz < quase pico 79 dB(µV)< média 66 dB(µV)

0,5-30 MHz < quase pico 73 dB(µV)< média 60 dB(µV)

• Irradiada

30-230 MHz < quase pico 40 dB(µV/m) medido a 10m de distância

230-1000 MHz < 47 dB(µV/m) quase pico, medido auma distância de 10 m

Tabela 22. Testes de isolamento


Testes Dielétricos IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Teste de tensão 2 kV, 50 Hz, 1 min500 V, 50 Hz, 1 min, comunicação

Teste de tensão de impulso IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Teste de tensão 5 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J1 kV, 1,2/50 μs, 0,5 J, comunicação

Medição de Resistência deIsolamento

IEC 60255-5 eIEC 60255-27

• Resistência de Isolamento >100 MΏ, 500 V DC

Resistência de proteção da ligação IEC 60255-27

• Resistência <0.1 Ώ, 4 A, 60 s

Tabela 23. Testes mecânicos

Descrição Referência Requisito

Testes de vibração (sinusoidal) IEC 60068-2-6 (teste Fc)IEC 60255-21-1

Classe 2

Choque e teste de colisão IEC 60068-2-27 (teste do choque Ea)IEC 60068-2-29 (teste do impacto Eb)IEC 60255-21-2

Classe 2

Teste sísmico IEC 60255-21-3 Classe 2


ABB 31

Tabela 24. Segurança do produto

Descrição Referência

Diretiva LV 2006/95/EC

Padrão EN 60255-27 (2005)EN 60255-1 (2009)

Tabela 25. Conformidade EMC

Descrição Referência

diretiva EMC 2004/108/EC

Padrão EN 50263 (2000)EN 60255-26 (2007)

Tabela 26. Conformidade RoHS

Descrição

Cumpre com a diretiva RoHS 2002/95/EC

Funções de proteção


32 ABB

Tabela 27. Proteção de sobrecorrente trifásica não direcional (PHxPTOC)

Característica Valor

Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: fn ±2 Hz

PHLPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

PHHPTOCePHIPTOC

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)

Tempo inicial 1)2) Mínimo Normal Máximo

PHIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

16 ms 11 ms

19 ms 12 ms

23 ms 14 ms

PHHPTOC and PHLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms

Tempo de reinício < 40 ms

Razão de reinício Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempodefinido

±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms 3)

Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressãoP-para-P+backup: Sem supressão

1) Ajuste Tempo de Operação = 0,02 s, Tipo de curva operacional = IEC tempo definido, Modo de medição = padrão (depende do estágio), correnteantes da falta = 0.0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta em uma fase com frequência nominal injetada no ângulo de fase aleatória, resultados combase na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Inclui o tempo de contato da saída de potência


ABB 33

Tabela 28. Configurações principais da proteção trifásica não-direcional contra sobrecorrente (PHxPTOC)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Degrau

Valor inicial PHLPTOC 0.05...5.00 x In 0.01

PHHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

PHIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo PHLPTOC 0.05...15.00 0.05

PHHPTOC 0.05...15.00 0.05

Tempo de atraso naoperação

PHLPTOC 40...200000 ms 10

PHHPTOC 40...200000 ms 10

PHIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHLPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

PHHPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

PHIPTOC Tempo definido

1) Para referências adicionais, consulte a tabela de características Operacionais


34 ABB

Tabela 29. Proteção de falta à terra não-direcional (EFxPTOC)



EFLPTOC ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

EFHPTOCeEFIPTOC

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,1…10 x In)±5,0% do valor ajustado(nas correntes na faixa de 10…40 x In)

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

EFIPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

16 ms11 ms

19 ms12 ms

23 ms14 ms

EFHPTOC e EFLPTOC:IFalta = 2 x ajuste Valor departida

22 ms

24 ms

25 ms


Taxa de reset Típico 0,96

Tempo de retardamento < 30 ms




Supressão de harmônicos RMS: Sem supressãoDFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…Pico a pico: Sem supressão

1) Modo de medição = padrão (depende do estágio), corrente antes da falta = 0,0 x In, fn = 50 Hz, corrente de falta à terra com frequência nominal

injetada no ângulo de fase aleatório, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Máximo Valor de partida = 2,5 x In, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20


ABB 35

Tabela 30. Proteção contra falta à terra não-direcional (EFxPTOC) principais ajustes


Valor inicial EFLPTOC 0.010...5.000 x In 0.005

EFHPTOC 0.10...40.00 x In 0.01

EFIPTOC 1.00...40.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo EFLPTOC 0.05...15.00 0.05

EFHPTOC 0.05...15.00 0.05


EFLPTOC 40...200000 ms 10

EFHPTOC 40...200000 ms 10

EFIPTOC 20...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) EFLPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19

EFHPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 3, 5, 9, 10, 12, 15, 17

EFIPTOC Tempo definido


Tabela 31. Proteção de sobretensão residual (ROVPTOV)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 Hz

±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x Un

Tempo inicial1)2) Mínimo Típico Máximo

UFalha = 1.1 x ajuste Valorde partida

55 ms 56 ms 58 ms

Tempo de reset < 40 ms


Tempo de retardo < 35 ms



Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

1) Tensão residual antes da falta= 0,0 x Un, fn = 50 Hz, corrente residual com frequência nominal injetada a partir de ângulo de fase aleatório,

resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 32. Configurações principais da proteção contra sobretensão residual (ROVPTOV)


Valor inicial ROVPTOV 0.010...1.000 x Un 0.001


ROVPTOV 40...300000 ms 1


36 ABB

Tabela 33. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)



±1,5% do valor ajustado ou ±0,002 x In

Tempo de partida 1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalta = 2 x ajuste Valor departidaIFalta = 10 x ajuste Valor departida

22 ms14 ms

24 ms16 ms

25 ms17 ms








1) Corrente de sequência negativa antes da falta = 0,0, fn = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização3) Máximo Valor de partida = 2,5 x In, Valor de partida multiplica na faixa de 1,5 a 20

Tabela 34. Proteção de sobrecorrente de sequência negativa de fase (NSPTOC)


Valor inicial NSPTOC 0.01...5.00 x In 0.01

Multiplicador de tempo NSPTOC 0.05...15.00 0.05


NSPTOC 40...200000 ms 10

Tipo de curva operacional1) NSPTOC Tempo definido ou inversoTipo de curva: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14,15, 17, 18, 19



ABB 37

Tabela 35. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)





UFalha = 1,1 x ajuste Valorinicial

22 ms 24 ms 26 ms


Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis




Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5,0% do valor teórico ou ±20 ms3)


1) Valor inicial = 1,0 x Un, Tensão antes da falha = 0,9 x Un, fn = 50 Hz, sobrecarga em uma fase a fase com frequência nominal injetada do ângulo de

fase aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal3) Valor inicial máximo = 1,20 x Un, Valor inicial multiplica na faixa de 1,10 a 2,00

Tabela 36. Configurações principais da proteção contra sobretensão trifásica (PHPTOV)


Valor inicial PHPTOV 0.05...1.60 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTOV 0.05...15.00 0.05


PHPTOV 40...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHPTOV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 17, 18, 19, 20



38 ABB

Tabela 37. Proteção de sobrecarga trifásica (PHPTOV)





UFalha = 1,1 x ajuste Valorinicial

62 ms 64 ms 66 ms


Taxa de reset Depende do ajuste Relative hysteresis




Precisão do tempo de operação no modo de tempo inverso ±5.0% do valor teórico ou ±20 ms3)


1) Valor inicial = 1.0 x Un, Tensão antes da falha = 1.1 x Un, fn = 50 Hz, subtensão em uma tesão fase a fase com frequência nominal injetada do

ângulo aleatória, resultado com base na distribuição estatística de 1000 medições2) Inclui o atraso do contato de saída do sinal3) Mínimo Valor inicial = 0.50, Valor inicial multiplica na faixa de 0.90 to 0.20

Tabela 38. Configurações principais da proteção contra subtensão trifásica (PHPTUV)


Valor inicial PHPTUV 0.05...1.20 x Un 0.01

Multiplicador de tempo PHPTUV 0.05...15.00 0.05


PHPTUV 60...300000 ms 10

Tipo de curva operacional1) PHPTUV Tempo definido ou inversoTipo de curva: 5, 15, 21, 22, 23


Tabela 39. Proteção de sobrecarga térmica, duas vezes constante (T2PTTR)



Medição de corrente: ±1,5% do valor ajustado ou ±0,002x In (na correntes na faixa de 0,01…4,00 x In)

Precisão do tempo de operação1) ±2,0% do valor teórico ou ±0,50 s

1) Sobrecarga da corrente > 1,2 x Nível de temperatura operacional


ABB 39

Tabela 40. Configurações principais de sobrecarga térmica para proteção, duas constantes de tempo (T2PTTR)

Parâmetro . Valores (Faixa) Passo

Aumento de temperatura T2PTTR 0.0...200.0oC 0.1

Temperatura máxima T2PTTR 0.0...200.0oC 0.1

Temperatura operacional T2PTTR 80.0...120.0 % 0.1

configuração do fator p deponderação

T2PTTR 0.00...1.00 0.01

Constante de tempo curto T2PTTR 6...60000 s 1

Referência de corrente T2PTTR 0.05...4.00 x In 0.01

Indicação T2PTTR DesligadoLigado

-

Tabela 41. Proteção diferencial do transformador para transformadores de dois enrolamentos (TR2PTDF)



±3.0% do valor ajustado ou ±0.002 x In

Tempo operacional1)2) Corrente mínimade

Típico Máximo

Estágio baixoEstágio alto

34 ms21 ms

40 ms22 ms

44 ms24 ms



Supressão de harmônicos DFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5, …

1) Corrente antes da falha = 0.0, fn = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída. Quando a corrente diferencial = 2 x ajustar o valor operacional e fn = 50 Hz.


40 ABB

Tabela 42. Configurações principais de proteção diferencial estabilizada para transformadores de doisenrolamentos (TR2PTDF)

Parâmetro Função Valores (Faixa) Passo

Modo de restrição TR2PTDF 2.h e 5.h e ondaforma de onda2.h e forma de onda5.h e forma de onda

-

valor de operação altoconfigurado

TR2PTDF 500...3000 % 10

Valor baixo de operação TR2PTDF 5...50 % 1

Seção de inclinação 2 TR2PTDF 10...50 % 1

Seção final 2 TR2PTDF 100...500 % 1

Start Value 2.H TR2PTDF 7...20 % 1

Valor inicial 5.H TR2PTDF 10...50 % 1

Indicação TR2PTDF DesligadoLigado

-

Tipo bobinagem 1 TR2PTDF YYNDZZN

-

Tipo de bobina 2 TR2PTDF YYNDZZN

-

Eliminação A Zero TR2PTDF Não eliminadoCircuito 1Circuito 2Bobinagem 1 e 2

-


ABB 41

Tabela 43. Impedância numérica estabilizada baixa restrita à proteção de falha de terra (LREFPNDF)




Tempo inicial1)2) Corrente mínimade

Típico Máximo

IFalha = 2,0 x ajuste Valorinicial

38 ms 40 ms 43 ms






Supressão de harmônicos DFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5, …

1) Corrente antes da falha = 0.0, fn = 50 Hz, resultados fundamentados na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinal

Tabela 44. Configurações principais de impedância numérica estabilizada baixa restrita à proteção de falha à terra(LREFPNDF)


Valor de operação LREFPNDF 5...50 % 1

Modo de restrição LREFPNDF Nenhumsegunda harmônica

-

Start Value 2.H LREFPNDF 10...50 % 1

Tempo operacional mínimo LREFPNDF 40...300000 ms 1

Operação LREFPNDF OffLigado

-


42 ABB

Tabela 45. Falha de terra restrita com base em alta impedância (HREFPDIF)




Tempo de partida1)2) Mínimo Típico Máximo

IFalha = 2,0 x ajuste Valorde operaçãoIFalha = 10 x ajuste Valor deoperação

16 ms11 ms

21 ms13 ms

23 ms14 ms





a±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

1) Corrente de sequência negativa antes da falha = 0,0, fn = 50 Hz, resultados com base na distribuição estatística de 1000 medições

2) Inclui o atraso do contato de saída de sinalização

Tabela 46. Configurações principais da proteção de falha à terra restrita (HREFPDIF) com base em alta impedância


Valor de operação HREFPDIF 1.0...50.0 % 0.1

Tempo operacional mínimo HREFPDIF 40...300000 ms 1

Indicação HREFPDIF DesligadoLigado

-

Tabela 47. Proteção contra falhas no disjuntor (CCBRBRF)




Precisão de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms


ABB 43

Tabela 48. Configurações principais da proteção contra falha de disjuntor (CCBRBRF)


Valor da corrente (Correnteda fase em operação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Valor da corrente Residual(Corrente residual emoperação)

CCBRBRF 0.05...1.00 x In 0.05

Modo de falha do DJ(Modo de operação dafunção)

CCBRBRF 1=Corrente2=Status do disjuntor3=Ambos

-

Modo de desligamento emfalha do DJ

CCBRBRF 1=Desligado2=Sem verificação3=Verificação de corrente

-

Tempo de reabertura CCBRBRF 0...60000 ms 10

Atraso em falha do DJ CCBRBRF 0...60000 ms 10

Atraso em defeito do DJ CCBRBRF 0...60000 ms 10

Tabela 49. Proteção de arco (ARCSARC)


Precisão de operação ±3% do valor ajustado ou ±0,01 x In

Tempo de operação Mínimo Típico Máximo

Modo de operação = "Luz+ corrente"1)2)

9 ms 12 ms 15 ms

Modo operacional ="Somente luz"2)

9 ms 10 ms 12 ms


Taxa de reset Normal 0,96

1) Valor inicial da fase = 1,0 x In, corrente antes da falha = 2,0 x ajuste Valor inicial da fase, fn = 50 Hz, falha com frequência nominal, resultados com

base na distribuição estatística de 200 medições2) Inclui o atraso do contato de saída de poeira pesada

Tabela 50. Configurações principais da proteção contra arco (ARCSARC)


Valor inicial da fase(Corrente da fase emoperação)

ARCSARC 0,50...40,00 x In 0.01

Valor inicial do terra(Corrente residual emoperação)

ARCSARC 0,05...8,00 x In 0.01

Modo de operação ARCSARC 1=Luz+corrente2=Apenas luz3=Controlado por BI


44 ABB

Tabela 51. Proteção Multiuso (MAPGAPC)


Precisão de operação ±1,0% do valor de ajuste ou ±20 ms

Tabela 52. Ajustes principais de proteção analógica multiuso (MAPGAPC)

Parâmetro Função Valor (Faixa) Passo

Valor de partida MAPGAPC -10000.0...10000.0 0,1

Tempo de atrasooperacional

MAPGAPC 0...200000 ms 100

Modo operacional MAPGAPC AcimaAbaixo

-

Tabela 53. Características operacionais

Parâmetro Valores (Faixa)

Tipo de curva de operação 1=ANSI Ext. inv.2=ANSI Muito. inv.3=ANSI Norm. inv.4=ANSI Moder inv.5=ANSI Tempo Def.6=Longo Tempo Extr. inv.7=Longo Tempo Muito inv.8=Longo Tempo inv.9=IEC Norm. inv.10=IEC Muito inv.11=IEC inv.12=IEC Extr. inv.13=IEC Tempo Curto inv.14=IEC Longo Tempo inv15=IEC Tempo Def.17=Programável18=Tipo RI19=Tipo RD

Tipo de curva de operação (proteção de tensão) 5=ANSI Tempo Def.15=IEC Tempo Def.17=Inv. Curva A18=Inv. Curva B19=Inv. Curva C20=Programável21=Inv. Curva A22=Inv. Curva B23=Programável

Funções de medição


ABB 45

Tabela 54. Medição de corrente trifásica (CMMXU)



±0,5% ou ±0,002 x In(nas correntes na faixa de 0,01...4,00 x In)

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Sem supressão

Tabela 55. Medição de corrente trifásica (CMMXU)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 HzEm tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ou ±0.002 x Un


Tabela 56. Componentes de sequência de tensão(VSMSQI)


Precisão de operação Dependendo da frequência da tensão medida: fn ±2 HzEm tensões na faixa de 0,01…1,15 x Un

±1.0% ou ±0.002 x Un


Tabela 57. Medição de corrente residual (RESCMMXU)


Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/fn = ±2Hz

±0,5% ou ±0,002 x Innas correntes na faixa de 0,01...4,00 x In


Tabela 58. Medição de tensão residual (RESVMMXU)


Precisão de operação Dependendo da frequência da corrente medida: f/fn = ±2Hz

±0,5% ou ±0,002 x Un

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB na f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…RMS: Nenhuma supressão


46 ABB

Tabela 59. Energia e força trifásica (PEMMXU)


Precisão de operação Em todas as três correntes na faixa de 0.10…1.20 x InEm todas as três tensões na faixa de 0,50…1,15 x Un

Na frequência fn ±1 HzPotência e energia ativa na faixa de |PF| > 0,71Potência e energia reativa na faixa de |PF| < 0,71

±1,5% para potência (S, P e Q)±0,015 para fator de potência±1,5% para energia

Supressão de harmônicos DFT: -50 dB a f = n x fn, em que n = 2, 3, 4, 5,…

Tabela 60. Medição RTD/mA (XRGGIO130)

Descrição Valor

Entradas RTD Sensores RTDsuportados

100 Ω de platina250 Ω de platina100 Ω de níquel120 Ω de níquel250 Ω de níquel10 Ω de cobre

TCR 0,00385 (DIN 43760)TCR 0,00385TCR 0,00618 (DIN 43760)TCR 0,00618TCR 0,00618TCR 0,00427

Faixa de resistênciasuportada 0...2 kΩ

Resistência deconexão máxima(medição de três fios) 25 Ω por conexão

Isolamento 2 kV (entradas para aterramento de proteção)

Tempo de resposta <4 s

Corrente de sensorde RTD/resistência Máximo de 0,33 mA rms

Precisão de operação Resistência Temperatura

± 2,0% ou ±1 Ω ±1°C10 Ω de cobre: ±2°C

entradas mA Faixa de correntesuportada 0…20 mA

Impedância deentrada de corrente 44 Ω ± 0,1%

Precisão de operação Resistência

±0,5% or ±0,01 mA


ABB 47

18. IHM LocalO IED está disponível com dois displaysopcionais, um grande e um pequeno. O displaygrande é adaptado para instalações de IED ondea interface de usuário do painel frontal éfrequentemente utilizada e um diagrama unifilar éexigido. O display pequeno é adaptado paracontrolar remotamente subestações onde o IED éacessado ocasionalmente em caráter local pormeio da interface de usuário do painel frontal.

Ambos os displays de LCD oferecemfuncionalidade de interface de usuário de painelfrontal com navegação e visualizações de menu.No entanto, o display grande oferece maiorusabilidade com menos rolagem e maior visãogeral de informações. Além disso, o displaygrande inclui um diagrama unifilar, configurávelpelo usuário, com indicação de posição para oequipamento primário associado. Dependendo daconfiguração-padrão escolhida, o IED exibe osvalores medidos relacionados, além de um

diagrama unifilar padrão. O Diagrama Unifilarpode ser acessado também usando a interfacede usuário baseada em navegador web. ODiagrama Unifilar padrão pode ser modificado deacordo com exigências do usuário utilizando oeditor gráfico de display do PCM600.

A IHM inclui um botão de pressão (L/R) paraoperações locais/remotas do IED. Quando estáno modo Local, o IED pode ser operado somenteutilizando-se a interface local de usuário do painelfrontal. Quando está no modo remoto, o IEDpode executar comandos enviados a partir deuma localidade remota. O IED suporta a seleçãoremota do modo local/remoto por meio de umaentrada binária. Esta característica facilita, porexemplo, o uso de uma chave externa nasubestação para garantir que todos os IEDsestejam no modo local durante o trabalho demanutenção e evitar que os disjuntores sejamoperados remotamente a partir do centro decontrole da rede.

IECA070904 V3 PT

Figura 13. Display menor

IECA070901 V3 PT

Figura 14. Display maior

Tabela 61. Display menor

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 5 20

Grande, largura variável (13x14 pixels) 4 8 ou mais

1) Depende do idioma selecionado


48 ABB

Tabela 62. Display maior

Tamanho do caracter1) Linhas na área visível Caracteres por linha

Pequeno, monoespaçado (6x12 pixels) 10 20

Grande, largura variável (13x14 pixels) 8 8 ou mais

1) Depende do idioma selecionado

19. Métodos de montagemPor meios dos acessórios de montagemapropriados, a carcaça IED padrão para os IEDssérie 6150 podem ter montagem embutida,semiembutida ou de parede. Os acessórios demontagem embutida e de montagem em parededos IEDs, também podem ser montadas em umaposição inclinada (25°) pelo uso de acessóriosespeciais.

Adicionalmente, os IEDs podem ser montados emum gabinete padrão para instrumentos de 19" pormeio dos painéis de montagem de 19" comcortes para um ou dois IEDs. Alternativamente, oIED pode ser montado em gabinetes parainstrumentos de 19" por meio das estruturas 4Udo equipamento Combiflex.

Para finalidade de testes de rotina, as caixas doIED podem ser equipadas com chaves de teste,

tipo RTXP 18, que pode ser montada lado a ladoao IED.

Métodos de montagem:

• Montagem embutida• Montagem semi-embutida• Montagem semi-embutida em uma

inclinação de 25º• Montagem em rack• Montagem em parede• Montagem em estrutura de 19"• Montagem com uma chave de teste RTXP

18 para um rack de 19"

Painel de corte para montagem embutida:• Altura: 161.5±1 mm• Largura: 165.5±1 mm

48153

177

177

160

IECA070900 V3 PT

Figura 15. Montagem embutida

103

98

186

160

177

IECA070903 V3 PT

Figura 16. Montagem semi-embutida

133

107

230

25°

190

IECA070902 V3 PT

Figura 17. Semi-embutida comuma inclinação de 25º


ABB 49

20. Caixa e unidade plug-in do IEDPor razões de segurança, as caixas para IEDs demedição de corrente possuem contatos deoperação automática para colocar em curto oscircuitos secundários do TC, quando umaunidade de IED é retirada de sua caixa. A caixado IED também possui um sistema decodificação mecânica impedindo que as unidadesde IED para medição de corrente sejamcolocadas em uma caixa para um IED demedição de tensão e vice-versa, ou seja, ascaixas de IED são associadas ao tipo de unidadeplug-in de IED.

21. Informações para seleção e aquisiçãoO tipo de IED e o número de série identificam oIED de proteção. A etiqueta é colocada acima do

IHM sobre a parte superior da unidade de plug-in.Uma etiqueta com o código do IED é colocada nalateral da unidade de plug-in, bem como dentroda caixa. O código do IED consiste em uma sériede caracteres gerados pelos módulos dehardware e software do IED.

Use a chave de informações para pedido paragerar o código de compra quando solicitar IEDscompletos.

H B U B C C A H B C C 1 B B N 1 X D

#1 IED

H

K

L

2IEC B

3 UProteção de voltagem e controle

Aplicação princípal

Padrão

615 series IED (incluindo caso)

615 series IED (incluindo caso) com chave de teste,fio e instação em um painel de equipamento de 19"

615 series IED(incluindo caso) com chave de teste , no suporte de montagem para CombiFlex

montagem de rack (RIGHT 19'' 4 variante C)

DESCRIÇÃO

fio e instaladocom

GUID-C7AD042A-70E7-4401-A5DB-3FD5CF4132BD V2 PT


50 ABB

proteção commonitoramento CB (sensor de entradas)

H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D

#4-8

A B

C =D =

E =

F =

G =

H =

A: 4I + Uo (Io 1/5 A) + 3 BI + 6 BO AAAAAA: 4I + Uo (Io 0.2/1 A) + 3 BI + 6 BO AABAAB: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 11 BI + 10 BO BAAACB: 4I +Uo (Io 1/5 A) + 17 BI + 13 BO BAAAEB: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 11 BI + 10 BO BABACB: 4I +Uo (Io 0.2/1 A) + 17 BI + 13 BO BABAEC: 4I (Io 1/5 A) + 4 BI + 6 BO CACABC: 4I (Io 0.2/1 A) + 4 BI + 6 BO CADABD: 4I (Io 1/5 A) + 12 BI + 10 BO DACADD: 4I (Io 1/5 A) + 18 BI + 13 BO DACAFD: 4I (Io 0.2/1 A) + 12 BI + 10 BO DADADD: 4I (Io 0.2/1 A) + 18 BI + 13 BO DADAFE: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAEAGE: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO EAFAGF: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAEAGF: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO FAFAGG: 3Is + 3Us +Io (Io 0.2/1 A) + 8 BI

+ 10 BO GDAAH

H: 4I (Io 1/5 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAEAGH: 4I (Io 0.2/1 A) + 5U + 16 BI + 10 BO HAFAG

A configuração padrão determina o hardware I/O e opções disponíveis.O exemplo abaixo mostra a configuração padrão "B" com opções de escolha.

DESCRIÇÃOConfiguração padrão,opções I/O analógica e binária

Descrições de curto em configuração padrão= Proteção não direcional O/C e direcional E/F.= Proteção não direcional O/C e direcional EF,

Proteção não direcional O/C e não direcional EF

Proteção não direcional O/C e direcional E/F com medidas baseadas em tensão fase , condição de monitoramento CB

condição de monitoramento CB

condição de monitoramento CB

Proteção direcional O/C e E/F com medidas baseadas em tensão fase , proteção de subtenção e sobretenção, condição de monitoramento CB

função de medição e condição de base ,Proteção direcional O/C e E/F, tensão de fase,

Proteção não direcional O/C e não direcional E/F,

Proteção não direcional OC/ e EF, voltagem e frequência, proteção com base,funções de medição ,verificação

de sincronismo e condição de monitoramento CB

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

Conf.pdr

GUID-CC2E3ED2-0950-4B81-89B9-E481F9160AEA V2 PT


ABB 51

H B F F A E A G B C C 1 B B A 1 X D

#9 -

10- AA

AB

AN

BN

BB

BD

BC

NAEthernet 100Base-TX (1 x RJ-45) NBEthernet 100Base-TX (2 x RJ-45 + 1 x LC) NCEthernet 100Base-TX (3 x RJ-45) ND

NN

DESCRIÇÃO

Serial RS-485,incl. uma entrada para IRIB-B+Ethernet 100Base-FX(1xLC)Serial RS-485,incl. uma entrada para IRIB-B+Ethernet 100Base-FX(1xRJ-45)

Serial RS-485, incl. uma entrada para IRIG-B

com proteção para arco) e uma entrada para IRIG-B( não pode ser

combinada

(1x RJ-45)+ conector Serial RS-485, conector RS-232/485 D-Sub 9 + entrada para IRIG-B(não pode ser combinada com proteção para arco)

Fibra de vidro serial (ST)+Ethernet 100Base-TX (3x RJ-45)Fibra de vidro Serial (ST)+Ethernet 100Base-TX e -FX (2x RJ-45+1xLC)

Ethernet 100Base-FX (1xLC)

Nenhum módulo de comunicação

Fibra de vidro Serial (ST)+Ethernet 100Base-TX

Fibra de vidro Serial (ST), incl. um conector RS-485

Se uma comunicação serial for escolhida, favor selecionar um módulo decomunicação serial incluindo Ethernet (por exemplo "BC")caso um serviço de barramento para PCM600 ou WebHMI for requirido.

O módulo de comunicação hardware determina o protocolo de comunicação disponível.

Módulos de comunicação(Serial/Ethernet)

Escolha o hardware de uma das linhas abaixo para definer os dígitos # 9-10.

GUID-82F3F278-0218-4A70-A17C-A1E4804106EE V1 PT


52 ABB

H B M B C C A H B C C 1 B B N 1 X D

#11

IEC 61850 A

Modbus B

IEC 61850 + Modbus C

IEC 60870-5-103 D

DNP3 E

DESCRIÇÃOProtocolo informação

(para módulos de comunicação Ethernet e IEDssem um módulo de comunicação)

(para Ethernet/serial ou Ethernet + módulosde comunicação serial)

(para Ethernet ou serial + Módulos de comunicação Ethernet)

(para serial ou Ethernet + módulos de comunicação serial)

(para Ethernet/serial ou Ethernet + módulos

de comunicação serial)

GUID-DEDB91B1-A71C-4ED3-8C1D-FA7B3FD21DA5 V1 PT

H B U B C C A H B C C 1 B B N 1 X D

#12

134568

13 AB

14

B

N

15 N

16 48...250 V DC, 100...240 V AC 124...60 V DC 2

17 X

18D

DESCRIÇÃOLinguagem

Inglês e Alemão

Inglês e Sueco

Inglês e Espanhol

Inglês e Russo

Inglês e Português (Brasil)

Inglês

Painel FrontalLCD pequeno

LCD largo com único diagrama de linha (SLD)

Opção 1

módulo de comunicação, não pode ser combinado com modulos de comunicação BN ou BB)

Proteção contra arco ( apenas para std conf "A",necessita um

Nenhum

Nenhum

Opção 2

Fonte de alimentação

Dígito vagovago

VersãoVersão 3.0

GUID-6FB6E956-B9D0-4646-AD3E-FF9BD830B257 V2 PT


ABB 53

Dígito(#)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Seu código de ordem:

Código

Código de exemplo:HBUBCCAHBCC1BBN1XD

GUID-33FE0200-BD4F-4BCC-AE6A-5F38D8D4CF0C V2 PT

Figura 18. Chave de pedido para IEDs completos

22. Acessórios e informações para pedidos

Tabela 63. Cabos

Item Número para pedido

Cabo para sensores óticos de proteção contra arco, de 1,5 m 1MRS120534-1.5



Tabela 64. Acessórios para montagem

Item Número para pedido

Kit para montagem semi-embutida 1MRS050696

Kit para montagem em parede 1MRS050697

Kit para montagem semi-embutida inclinada 1MRS050831

Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para um IED 1MRS050694

Kit para montagem em gaveta de 19" com recorte para dois IEDs 1MRS050695

Suporte de montagem para um IED com chave de teste RTXP em Combiflex de 4U(RHGT 19” variante C)

2RCA022642P0001

Suporte de montagem para um IED em Combiflex de 4U (RHGT 19” variante C) 2RCA022643P0001

Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP18 (a chavede teste não está incluída no conjunto)

2RCA021952A0003

Kit de montagem em gaveta de 19" para um IED e uma chave de teste RTXP24 (a chavede teste não está incluída no conjunto)

2RCA022561A0003

23. FerramentasO IED é entregue como uma unidade pré-configurada. Os valores padrão de ajuste deparâmetros podem ser alterados a partir dainterface de usuário no painel frontal, da interfacede usuário baseada em navegador web (IHM

Web) ou da ferramenta PCM600 em combinaçãocom o pacote de conectividade específico do IED.

O Gerenciador de IEDs de Proteção e ControlePCM600 está disponível em três variantesdiferentes, que são o PCM600, PCM600Engineering e PCM600 Engineering Pro.


54 ABB

Dependendo da variante escolhida, o PCM600oferece extensas funções de configuração, taiscomo configuração de sinais do IED,configuração da aplicação, configuração gráficado display incluindo diagrama unifilar econfiguração da comunicação IEC 61850,incluindo a comunicação horizontal GOOSE.

Quando se usa a interface de usuário emnavegador web, o IED pode ser acessado localou remotamente usando um navegador (IE 7.0 oumais recente). Por razões de segurança, ainterface de usuário por navegador web édesabilitada de fábrica. Essa interface pode serhabilitada com a ferramenta PCM600 ou pelainterface do painel frontal. Sua funcionalidadepode ser limitada a acesso apenas para leituraatravés da PCM600.

O pacote de conectividade é um conjunto desoftware e informações específicas de umdeterminado IED, que permite que as ferramentasse conectem e interajam com o dispositivo. Ospacotes de conectividade reduzem o risco deerros na integração do sistema, minimizando otempo de configuração e comissionamento dodispositivo Além disso, os pacotes deconectividade para os IEDs da série 615 incluemuma ferramenta flexível de atualização, quepermite o acréscimo de um idioma à IHM local doIED. A ferramenta de atualização é ativadautilizando o PCM600 e permite múltiplasatualizações de idioma à IHM Local, oferecendoassim meios flexíveis para possíveis futurasatualizações de idioma.

Tabela 65. Ferramentas

Ferramenta de configuração e ajuste Versão

PCM600 2.3 ou mais recente

Interface de usuário em navegador web IE 7.0 ou mais recente

Pacote de conectividade RET615 3.0.2 ou mais recente


ABB 55

Tabela 66. Funções suportadas

Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Definição de parâmetros doIED

Gravação da definição deparâmetros no IED

Monitoração de sinais

Tratamento do registradorde perturbações

Visualização dos LEDs dealarme

Gerenciamento do controlede acesso

Configuração de sinais doIED (Matriz de sinais) -

Configuração decomunicação Modbus®(gerenciamento dacomunicação) -

Configuração decomunicação DNP3(gerenciamento dacomunicação) -

Configuração decomunicação IEC60870-5-103(gerenciamento dacomunicação) -

Gravação da definição deparâmetros do IED naferramenta -

Análise do registro deperturbações -

Exportar/importarparâmetros XRIO -

Configuração do displaygráfico -

Configuração da aplicação - -

Configuração decomunicação IEC 61850,GOOSE (configuração decomunicação) - - -

Visualização do diagrama defasores - - -


56 ABB


Função IHM web PCM600 PCM600Engineering

PCM600Engineering Pro

Visualização de eventos - - -

Salvar os dados de eventosno PC do usuário - - -

= Suportado


ABB 57

24. Diagramas terminais

Entrada do sensor de luz 1



Opcional O IED apresenta um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidadede pulgue está soltaMódulos BIO ou RTD opcionais

GUID-3CB989EB-6ECA-471F-8692-DB15C1DE5EFB V2 PT

Figura 19. Diagrama terminal de configurações-padrão A-D


58 ABB




Opcional O IED apresenta um mecanismo automático de curto-circuito no conector CT quando a unidadede pulgue está solta

GUID-3655E0AF-034F-4D63-B098-5B5321A13662 V1 PT

Figura 20. Diagrama terminal de configurações-padrão E-H


ABB 59

25. ReferênciasO portal www.abb.com/substationautomation lheoferece informações sobre a gama de produtos eserviços para automação de distibuição.

Você encontrará as última informações relevantesno IED de proteção RET615 em página deprodutos.

A área de download no lado direito da páginacontém a documentação de produto mais atual,

como o manual de referência técnica, o manualde instalação, manual do operador, etc. Aferramenta de seleção colocada na página lheajuda a encontrar os documentos por categoria eidioma.

As Características e Aplicações contéminformações relacionadas ao produto em umformato compactado.

GUID-88EE01E3-7520-46F6-96A1-E0965DC9A468 V1 PT

Figura 21. Página de produtos


60 ABB

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/8D6DD6A10673AE26C12575DF002B0B80.ASPX?

HTTP://WWW.ABB.COM/PRODUCT/DB0003DB004281/8D6DD6A10673AE26C12575DF002B0B80.ASPX?

26. Funções, códigos e símbolos

Tabela 67. Funções REF615, códigos e símbolos

Função IEC 61850 IEC 60617 IEC-ANSI

Proteção

Proteção de sobrecorrente não--direcional trifásica, estágio baixo,instância 1

PHLPTOC1 3I> (1) 51P-1 (1)

Proteção contra sobretensão nãodirecional trifásica, baixo estágio,instância 2

PHLPTOC2 3I> (2) 51P-1 (2)

Proteção contra sobrecorrente nãodirecional trifásica, alto estágio,instância 1

PHHPTOC1 3I>> (1) 51P-2 (1)

Proteção contra sobretensão nãodirecional trifásica, alto estágio,instâncias 2

PHHPTOC2 3I>> (2) 51P-2 (2)

Proteção contra sobretensão nãodirecional trifásica, estágio instantâneo,instância 1

PHIPTOC1 3I>>> (1) 50P/51P (1)

Proteção contra sobrecorrente nãodirecional trifásica, estágio instantâneo,instância 2

PHIPTOC2 3I>>> (2) 50P/51P (2)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, baixo estágio, instância 1 EFLPTOC1 Io> (1) 51N-1 (1)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, baixo estágio, instância 2 EFLPTOC2 Io> (2) 51N-1 (2)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, alto estágio, instância 1 EFHPTOC1 Io>> (1) 51N-2 (1)

Proteção contra falha à terra nãodirecional, alto estágio, instância 2 EFHPTOC2 Io>> (2) 51N-2 (2)

Proteção contra sobrecorrente desequência negativa, instância 1 NSPTOC1 I2> (1) 46 (1)

Proteção contra sobretensão desequência negativa, instância 2 NSPTOC2 I2> (2) 46 (2)

Proteção contra sobretensão residual,instância 1 ROVPTOV1 Uo> (1) 59G (1)

Proteção contra sobretensão residual,instância 2 ROVPTOV2 Uo> (2) 59G (2)

Proteção contra subtensão trifásica,instância 1 PHPTUV1 3U< (1) 27 (1)

Proteção contra subtensão trifásica,instância 2 PHPTUV2 3U< (2) 27 (2)

Proteção contra sobretensão trifásica,instância 1 PHPTOV1 3U> (1) 59 (1)


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Tabela 67. Funções REF615, códigos e símbolos, continuação


Proteção contra sobretensão trifásica,instância 2 PHPTOV2 3U> (2) 59 (2)

Proteção de sobrecarga térmicatrifásica para transformadores depotência, duas constantes de tempo

T2PTTR1 3Ith>T 49T

Proteção diferencial instantânea eestabilizada para transformadores de 2W TR2PTDF1 3dI>T 87T

Impedância numérica estabilizada baixarestrita à proteção de falha de terra LREFPNDF1 dIoLo> 87NL

Proteção de falha à terra restritabaseada em alta impedância HREFPDIF1 dIoHi> 87NH

Proteção de falha de disjuntor CCBRBRF1 3I>/Io>BF 51BF/51NBF

Disparo Mestre, instância 1 TRPPTRC1 Trip Master (1) 94/86 (1)

Trip Master, instância 2 TRPPTRC2 Trip Master (2) 94/86 (2)

Proteção contra arco, instância 1 ARCSARC1 ARC (1) 50L/50NL (1)



Proteção Multiuso, instância 11) MAPGAPC1 MAP (1) MAP (1)

Proteção multiuso, instância 21) MAPGAPC2 MAP (2) MAP (2)

Proteção multiuso, instância 31) MAPGAPC3 MAP (3) MAP (3)

Controle

Controle de disjuntor CBXCBR1 I <-> O CB I <-> O CB

Indicação da posição do interruptor,instância 1 DCSXSWI1 I <-> O DC (1) I <-> O DC (1)



Indicação de chave de aterramento ESSXSWI1 I <-> O ES I <-> O ES

Indicação de posição do comutador detap TPOSSLTC1 TPOSM 84M

Monitoramento de condição

Monitoramento de condição do disjuntor SSCBR1 CBCM CBCM

Supervisão do circuito de disparo,instância 1 TCSSCBR1 TCS (1) TCM (1)

Supervisão do circuito de disparo,instância 2 TCSSCBR2 TCS (2) TCM (2)

Supervisão de falha de fusível SEQRFUF1 FUSEF 60


62 ABB

Tabela 67. Funções REF615, códigos e símbolos, continuação


Contador do tempo de execução paramáquinas e dispositivos. MDSOPT1 OPTS OPTM

Medições

Oscilografia RDRE1 - -

Medição da corrente trifásica, instância 1 CMMXU1 3I 3I

Medição de corrente trifásica, instância 2 CMMXU2 3I(B) 3I(B)

Medição de sequência de corrente CSMSQI1 I1, I2, I0 I1, I2, I0

Medição da corrente residual, instância 1 RESCMMXU1 Io Na

Medição da corrente residual, instância 2 RESCMMXU2 Io(B) In(B)

Medição de tensão trifásica VMMXU1 3U 3U

Medição de tensão residual RESVMMXU1 Uo Vn

Medição de sequência de tensão VSMSQI1 U1, U2, U0 U1, U2, U0

Medição da energia e potência trifásica,incluindo fator de potência PEMMXU1 P, E P, E

Medição RTD/mA XRGGIO130 X130 (RTD) X130 (RTD)

1) A proteção de multiuso é utilizada, por exemplo, proteção com base em RTD/mA

27. Documento com o histórico de revisões

Revisão/data do documento Versão do produto Histórico

A/2013-01-31 3.0 Traduzido da versão em inglês E (1MRS756891)


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Proteção do transformador e de controle RET615 Guia do ... · PDF fileGuia do Produto. Conteúdo 1 ... incluindo bloqueamento do transformador de geradores em sistemas de distribuição